双回路doublecircuit 为同一用户负荷供电的两回供电线路，两回供电线路可以来自同一变电站的同一母线段。 3.23 双电源doublepowersupply 为同一用户负荷供电的两回供电线路，两回供电线路可以分别来自两个不同变电站，或来自不同电 源进线的同一变电站内两段母线。

双电源doublepowersupply 为同一用户负荷供电的两回供电线路，两回供电线路可以分别来自两个不同变电站，或 源进线的同一变电站内两段母线。

3.25 微电网microgrid 由分布式发电、用电负荷、监控、保护和自动化装置等组成（必要时含储能装置），是一个能够基 本实现内部电力电量平衡的小型供用电系统。 型微电网和独立型微电网

由分布式发电、用电负荷、监控、保护和自动化装置等组成（必要时含储能装置），是一个能 实现内部电力电量平衡的小型供用电系统。微电网分为并网型微电网和独立型微电网。

1坚强智能的配电网是能源互联网基础平台、智慧能源系统核心枢纽的重要组成部分，应安全 济高效、公平便捷地服务电力客户，并促进分布式可调节资源多类聚合，电、气、冷、热多能互 现区域能源管理多级协同建筑节能，提高能源利用效率，降低社会用能成本，优化电力营商环境，推动能 升级。

Q/GDW107382020

5.1.1供电区域划分是配电网差异化规划的重要基础，用于确定区域内配电网规划建设标准，主要依 居饱和负荷密度，也可参考行政级别、经济发达程度、城市功能定位、用户重要程度、用电水平、GDP 等因素确定，如表1所示，并符合下列规定： a）供电区域面积不宜小于5km?； b）计算饱和负荷密度时，应扣除110（66）kV及以上专线负荷，以及高山、戈壁、荒漠、水域、 森林等无效供电面积； c）表1中主要分布地区一栏作为参考，实际划分时应综合考虑其他因素。

相对稳定。在新规划周期开始时调整的，或有重大边界条件变化需在规划中期调整的，应专题说明。 5.1.3电网建设型式主要包括以下几个方面：变电站建设型式（户内、半户内、户外）、线路建设型 式（架空、电缆）、电网结构（链式、环网、辐射）、馈线自动化及通信方式等。各类供电区域配电网 建设的基本参考标准参见附录A

5.2.1供电分区是开展高压配电网规划的基本单位，主要用于高压配电网变电站布点和目标网架构建。 5.2.2供电分区宜衔接城乡规划功能区、组团等区划，结合地理形态、行政边界进行划分，规划期内 的高压配电网网架结构完整、供电范围相对独立。供电分区一般可按县（区）行政区划划分，对于电力 需求总量较大的市（县），可划分为若干个供电分区，原则上每个供电分区负荷不超过1000MW。 5.2.3供电分区划分应相对稳定、不重不漏，具有一定的近远期适应性，划分结果应逐步纳入相关业 务系统中。

5.3.1供电网格是开展中压配电网目标网架规划的基本单位。在供电网格申，按照各级协调、全局最 尤的原则，统筹上级电源出线间隔及网格内廊道资源，确定中压配电网网架结构。 5.3.2供电网格宜结合道路、铁路、河流、山丘等明显的地理形态进行划分，与国土空间规划相适应。 在城市电网规划中，可以街区（群）、地块（组）作为供电网格；在乡村电网规划中，可以乡镇作为供 电网格。 5.3.3供电网格的供电范围应相对独立，供电区域类型应统一，电网规模应适中，饱和期宜包含2～4 座具有中压出线的上级公用变电站（包括有直接中压出线的220kV变电站），且各变电站之间具有较 强的中压联络。 5.3.4在划分供电网格时，应综合考虑中压配电网运维检修、营销服务等因素，以利于推进一体化供 电服务。 5.3.5供电网格划分应相对稳定、不重不漏，具有一定的近远期适应性，划分结果应逐步纳入相关业 务系统中。

5.4.1供电单元是配电网规划的最小单位，是在供电网格基础上的进一步细分。在供电单元内，根据 地块功能、开发情况、地理条件、负荷分布、现状电网等情况，规划中压网络接线、配电设施布局、用 和分布式电源接入，制定相应的中压配电网建设项目。 5.4.2供电单元一般由若干个相邻的、开发程度相近、供电可靠性要求基本一致的地块（或用户区块） 组成。在划分供电单元时，应综合考虑供电单元内各类负荷的互补特性，兼顾分布式电源发展需求，提 高设备利用率。

4.3供电单元的划分应综合考虑饱和期上级变电站的布点位置、容量大小、间隔资源等影响， 供电单元内以1～4组中压典型接线为宜，并具备2个及以上主供电源。正常方式下，供电单元 电线路宜仅为本单元内的负荷供电

5.4.4供电单元划分应相对稳定、不重不漏，具有一定的近远期适应性，划分结果应逐步纳入相关业 务系统中。

Q/GDW107382020

6.1.1负荷预测是配电网规划设计的基础，包括电量需求预测和电力需求预测，以及区域内各类电源 和储能设施、电动汽车充换电设施等新型负荷的发展预测。 6.1.2负荷预测主要包括饱和负荷预测和近中期负荷预测，饱和负荷预测是构建目标网架的基础，近 中期负荷预测主要用于制定过渡网架方案和指导项目安排。 6.1.3应根据不同区域、不同社会发展阶段、不同用户类型以及空间负荷预测结果，确定负荷发展曲 线，并以此作为规划的依据。 6.1.4负荷预测的基础数据包括经济社会发展规划和国土空间规划数据、自然气候数据、重大项目建 设情况、上级电网规划对本规划区域的负荷预测结果、历史年负荷和电量数据等。配电网规划应积累和 采用规范的负荷及电量历史数据作为预测依据。 3.1.5负荷预测应采用多种方法，经综合分析后给出高、中、低负荷预测方案，并提出推荐方案。 6.1.6负荷预测应分析综合能源系统耦合互补特性、需求响应引起的用户终端用电方式变化和负荷特 生变化，并考虑各类分布式电源以及储能设施、电动汽车充换电设施等新型负荷接入对预测结果的影响。 5.1.7负荷预测应给出电量和负荷的总量及分布（分区、分电压等级）预测结果。近期负荷预测结果 应逐年列出，中期和远期可列出规划末期预测结果，

6.2.1配电网规划常用的负荷预测方法有：弹性系数法、单耗法、负荷密度法、趋势外推法、人均电 量法等。当考虑分布式电源与新型负荷接入时，可采用概率建模法、神经网络法、蒙特卡洛模拟法等。 6.2.2可根据规划区负荷预测的数据基础和实际需要，综合选用三种及以上适宜的方法进行预测，并 相互校核。 6.2.3对于新增大用户负荷比重较大的地区，可采用点负荷增长与区域负荷自然增长相结合的方法进 行预测。 6.2.4网格化规划区域应开展空间负荷预测，并符合下列规定： a 结合国土空间规划，通过分析规划水平年各地块的土地利用特征和发展规律，预测各地块负荷； 对相邻地块进行合并，逐级计算供电单元、供电网格、供电分区等规划区域的负荷，同时率可 参考负荷特性曲线确定； C 采用其他方法对规划区域总负荷进行预测，与空间负荷预测结果相互校核，确定规划区域总负 荷的推荐方案，并修正各地块、供电单元、供电网格、供电分区等规划区域的负荷。 6.2.5分电压等级网供负荷预测可根据同一电压等级公用变压器的总负荷、直供用户负荷、自发自用 负荷、变电站直降负荷、分布式电源接入容量等因素综合计算得到。

2.1配电网规划常用的负荷预测方法有：弹性系数法、单耗法、负荷密度法、趋势外推法、人 法等。当考虑分布式电源与新型负荷接入时，可采用概率建模法、神经网络法、蒙特卡洛模拟法 2.2可根据规划区负荷预测的数据基础和实际需要，综合选用三种及以上适宜的方法进行预测 互校核。 2.3对于新增大用户负荷比重较大的地区，可采用点负荷增长与区域负荷自然增长相结合的方 预测。

对相邻地块进行合并，逐级计算供电单元、供电网格、供电分区等规划区域的负荷，同时率可 参考负荷特性曲线确定； C) 采用其他方法对规划区域总负荷进行预测，与空间负荷预测结果相互校核，确定规划区域总负 荷的推荐方案，并修正各地块、供电单元、供电网格、供电分区等规划区域的负荷。 6.2.5分电压等级网供负荷预测可根据同一电压等级公用变压器的总负荷、直供用户负荷、自发自用 负荷、变电站直降负荷、分布式电源接入容量等因素综合计算得到。

6.3.1电力平衡应分区、分电压等级、分年度进行，并考虑各类分布式电源和储能设施、电动汽车充 英电设施等新型负荷的影响。 6.3.2分电压等级电力平衡应结合负荷预测结果、电源装机发展情况和现有变压器容量，确定该电压 等级所需新增的变压器容量。 6.3.3水电能源的比例较高时，电力平衡应根据其在不同季节的构成比例，分丰期、枯期进行平衡。 6.3.4对于分布式电源较多的区域，应同时进行电力平衡和电量平衡计算，以分析规划方案的财务可 行性。 6.3.5分电压等级电力平衡应考虑需求响应、储能设施、电动汽车充换电设施等灵活性资源的影响，

Q/GDW107382020

Q/GDW107382020

Q/GDW107382020

7.1.1配电网电压等级的选择应符合GB156的规定。

7.1.1配电网电压等级的选择应符合GB156的规定。 7.1.2配电网应优化配置电压序列，简化变压层次，避免重复降压。 7.1.3配电网主要电压序列如下：

7.1.2 配电网应优化配置电压序列，简化变压层次，避免重复降压。 7.1.3 配电网主要电压序列如下： a 110/10/0.38kV; 6） 66/10/0.38kV; C 35/10/0.38kV; d 110/35/10/0.38kV; e） 35/0.38kV 7.1.4 配电网电压序列选择应与输电网电压等级相匹配，市（县）以上规划区域的城市电网、负荷密 度较高的县城电网可选择a）或b）或c）电压等级序列，乡村地区可增加d）电压等级序列，偏远地区 经技术经济比较也可采用e）电压等级序列。 7.1.5中压配电网中10kV与20kV、6kV电压等级的供电范围不得交叉重叠

Q/GDW 107382020

表2配电网的供电安全水平

7.2.2为了满足上述三级供电安全标准，配电网规划应从电网结构、设备安全裕度、配电自动化等方 面综合考虑，为配电运维抢修缩短故障响应和抢修时间奠定基础， 7.2.3B、C类供电区域的建设初期及过渡期，以及D、E类供电区域，高压配电网存在单线单变，中 压配电网尚未建立相应联络，暂不具备故障负荷转移条件时，可适当放宽标准，但应结合配电运维抢修 能力，达到对外公开承诺要求。其后应根据负荷增长，通过建设与改造，逐步满足上述三级供电安全标 推。

7.3.1容载比是110～35kV电网规划中衡量供电能力的重要宏观性指标，合理的容载比与网架结构相 结合，可确保故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，满足负荷增长需求。 7.3.2容载比的确定要考虑负荷分散系数、平均功率因数、变压器负载率、储备系数、负荷增长率、 负荷转移能力等因素的影响。在配电网规划设计中一般可采用式（1）估算：

R,=ZS Pmar

式中： Rs 一 容载比（MVA/MW）； 规划区域该电压等级的年网供最大负荷： Zs. 规划区域该电压等级公用变电站主变容量之和。

荷特性差异较大（供电分区最大负荷出现在不同季节）的地区宜按供电分区计算统计。容载比不

负荷特性差异较大（供电分区最大负荷出现在不同季节）的地区宜按供电分区计算统

表3行政区县或供电分区11035kV电网容载比选择范围

3.5对于省级、地市级110～35kV电网容载比，还应充分考虑各行政区县（供电分区）之间的 性差异，确定负荷分散系数，合理选取控制范围。

7.4.7配电网近中期规划的供电质量目标应不低于公司承诺标准：城市电网平均供电可靠率应达到 99.9%，居民客户端平均电压合格率应达到98.5%；农村电网平均供电可靠率应达到99.8%，居民客户 瑞平均电压合格率应达到97.5%；特殊边远地区电网平均供电可靠率和居民客户端平均电压合格率应符 合国家有关监管要求。各类供电区域达到饱和负荷时的规划目标平均值应满足表4的要求。

Q/GDW107382020

表4饱和期供电质量规划目标

7.5短路电流水平及中性点接地方式

.5.1配电网规划应从网架结构、电压等级、阻抗选择、运行方式和变压器容量等方面合理控制各电 压等级的短路容量，使各电压等级断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合。变电站内母 线正常运行方式下的短路电流水平不应超过表5中的对应数值，并符合下列规定： a）对于主变容量较大的110kV变电站（40MVA及以上）、35kV变电站（20MVA及以上），其 低压侧可选取表5中较高的数值，对于主变容量较小的110～35kV变电站的低压侧可选取表5 中较低的数值： b）220kV变电站10kV侧无馈出线时，10kV母线短路电流限定值可适当放大，但不宜超过25kA。

.5. a 配电网络分片、开环，母线分段，主变分列： b 控制单台主变压器容量； C) 合理选择接线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器： d 主变压器低压侧加装电抗器等限流装置。 7.5.3对处于系统末端、短路容量较小的供电区域，可通过适当增大主变容量、采用主变并列运行等 方式，增加系统短路容量，保障电压合格率。 7.5.4中性点接地方式对供电可靠性、人身安全、设备绝缘水平及继电保护方式等有直接影响。配电 网应综合考虑可靠性与经济性，选择合理的中性点接地方式。中压线路有联络的变电站宜采用相同的中 性点接地方式，以利于负荷转供；中性点接地方式不同的配电网应避免互带负荷。 7.5.5中性点接地方式一般可分为有效接地方式和非有效接地方式两大类，非有效接地方式又分不接 地、消弧线圈接地和阻性接地。 a）110kV系统应采用有效接地方式，中性点应经隔离开关接地； b）66kV架空网系统宜采用经消弧线圈接地方式，电缆网系统宜采用低电阻接地方式： ma

地、消弧线圈接地和阻性接地

a）110kV系统应采用有效接地方式，中性点应经隔离开关接地； b） 66kV架空网系统宜采用经消弧线圈接地方式，电缆网系统宜采用低电阻接地方式 c）35kV、10kV系统可采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。

Q/GDW107382020

Q/GDW107382020

7.6.1配电网规划需保证有功和无功的协调，电力系统配置的无功补偿装置应在系统有功负荷高峰和

负荷低谷运行方式下，保证分（电压）层和分（供电）区的无功平衡。变电站、线路和配电台区的无功 设备应协调配合，按以下原则进行无功补偿配置： a）无功补偿装置应根据分层分区、就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，可采用变电站集中 补偿和分散就地补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合等方式。 接近用电端的分散补偿装置主要用于提高功率因数，降低线路损耗；集中安装在变电站内的无 功补偿装置主要用于控制电压水平。 b） 应从系统角度考虑无功补偿装置的优化配置，以利于全网无功补偿装置的优化投切。 变电站无功补偿配置应与变压器分接头的选择相配合，以保证电压质量和系统无功平衡， d 对于电缆化率较高的地区，应配置适当容量的感性无功补偿装置。 e） 接入中压及以上配电网的用户应按照电力系统有关电力用户功率因数的要求配置无功补偿装 置，并不得向系统倒送无功。 在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。 名 分布式电源接入电网后，原则上不应从电网吸收无功，否则需配置合理的无功补偿装置。 7.6.2 110～35kV电网应根据网络结构、电缆所占比例、主变负载率、负荷侧功率因数等条件，经计 算确定无功补偿配置方案。有条件的地区，可开展无功优化计算，寻求满足一定目标条件（无功补偿设 备费用最小、网损最小等）的最优配置方案。

确定无功补偿配置方案。有条件的地区，可开展无功优化计算，寻求满足一定目标条件（无功补 费用最小、网损最小等）的最优配置方案。

Q/GDW10738—20207.6.3110～35kV变电站一般宜在变压器低压侧配置自动投切或动态连续调节无功补偿装置，使变压器高压侧的功率因数在高峰负荷时不应低于0.95，在低谷负荷时不应高于0.95，无功补偿装置总容量应经计算确定。对于有感性无功补偿需求的，可采用静止无功发生器（SVG）。7.6.4配电变压器的无功补偿装置容量应依据变压器最大负载率、负荷自然功率因数等进行配置7.6.5在电能质量要求高、电缆化率高的区域，配电室低压侧无功补偿方式可采用静止无功发生器(SVG)。7.6.6在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装无功补偿装置，其容量应经过计算确定，且不宜在低谷负荷时向系统倒送无功。7.6.7逐步规范220/380V用户功率因数要求。7.7继电保护及自动装置7.7.1配电网应按GB/T14285的要求配置继电保护和自动装置。7.7.2配电网设备应装设短路故障和异常运行保护装置。设备短路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护。7.7.311035kV变电站应配置低频低压减载装置，主变高、中、低压三侧均应配置备自投装置。单链、单环网串供站应配置远方备投装置。7.7.410kV配电网主要采用阶段式电流保护，架空及架空电缆混合线路应配置自动重合闸；低电阻接地系统中的线路应增设零序电流保护：合环运行的配电线路应增设相应保护装置，确保能够快速切除故障。全光纤纵差保护应在深入论证的基础上，限定使用范围。7.7.5220/380V配电网应根据用电负荷和线路具体情况合理配置二级或三级剩余电流动作保护装置。各级剩余电流动作保护装置的动作电流与动作时间应协调配合，实现具有动作选择性的分级保护。7.7.6接入110～10kV电网的各类电源，采用专线接入方式时，其接入线路宜配置光纤电流差动保护，必要时上级设备可配置带联切功能的保护装置。7.7.7变电站保护信息和配电自动化控制信息的传输宜采用光纤通信方式：仅采集遥测、遥信信息时可采用无线、电力载波等通信方式。对于线路电流差动保护的传输通道，往返均应采用同一信号通道传输。7.7.8对于分布式光伏发电以10kV电压等级接入的线路，可不配置光纤纵差保护。采用T接方式时，在满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求时，其接入线路可采用电流电压保护。7.7.9分布式电源接入时，继电保护和安全自动装置配置方案应符合相关继电保护技术规程、运行规程和反事故措施的规定，定值应与电网继电保护和安全自动装置配合整定；接人公共电网的所有线路投入自动重合闸时，应校核重合闸时间。8电网结构与主接线方式8.1一般要求8.1.1合理的电网结构是满足电网安全可靠、提高运行灵活性、降低网络损耗的基础。高压、中压和低压配电网三个层级之间，以及与上级输电网（220kV或330kV电网）之间，应相互匹配、强简有序、相互支援，以实现配电网技术经济的整体最优。8.1.2A+、A、B、C类供电区域的配电网结构应满足以下基本要求：a）正常运行时，各变电站（包括直接配出10kV线路的220kV变电站）应有相对独立的供电范围，供电范围不交叉、不重叠，故障或检修时，变电站之间应有一定比例的负荷转供能力。13

Q/GDW107382020

的分段和联络；故障或检修时，应具有转供非停运段负荷的能力， C） 接入一定容量的分布式电源时，应合理选择接入点，控制短路电流及电压水平。 d）高可靠的配电网结构应具备网络重构的条件，便于实现故障自动隔离。 3.1.3 D、E类供电区域的配电网以满足基本用电需求为主，可采用辐射结构。 8.1.4变电站间和中压线路间的转供能力，主要取决于正常运行时的变压器容量裕度、线路容量裕度 中压主干线的合理分段数和联络情况等，应满足供电安全准则及以下要求： a 变电站间通过中压配电网转移负荷的比例，A+、A类供电区域宜控制在50%～70%，B、C类 供电区域宜控制在30%～50%。除非有特殊保障要求，规划中不考虑变电站全停方式下的负荷 全部转供需求。为提高配电网设备利用效率，原则上不设置变电站间中压专用联络线或专用备 供线路。 b）A+、A、B、C类供电区域中压线路的非停运段负荷应能够全部转移至邻近线路（同一变电站 出线）或对端联络线路（不同变电站出线）。 3.1.5 配电网的拓扑结构包括常开点、常闭点、负荷点、电源接入点等，在规划时需合理配置，以保 证运行的灵活性。各电压等级配电网的主要结构如下： a）高压配电网结构应适当简化，主要有链式、环网和辐射结构；变电站接入方式主要有T接和元 接等。 b 中压配电网结构应适度加强、范围清晰，中压线路之间联络应尽量在同一供电网格（单元）之 内，避免过多接线组混杂交织，主要有双环式、单环式、多分段适度联络、多分段单联络、多 分段单辐射结构。 c）低压配电网实行分区供电，结构应尽量简单，一般采用辐射结构。 8.1.6在电网建设的初期及过渡期，可根据供电安全准则要求和实际情况，适当简化目标网架作为过 度电网结构。 8.1.7变电站电气主接线应根据变电站功能定位、出线回路数、设备特点、负荷性质及电源与用户接 入等条件确定，并满足供电可靠、运行灵活、检修方便、节约投资和便于扩建等要求

8.2.1各类供电区域高压配电网目标电网结构可参考表6确定，示意图参见

2.1各类供电区域高压配电网目标电网结构可参考表6确定，示意图参见附录B

表6高压配电网目标电网结构推荐表

8.2.2A+、A、B类供电区域宜采用双侧电源供电结构，不具备双侧电源时，应适当提高中压配电网 的转供能力；在中压配电网转供能力较强时，高压配电网可采用双辐射、多辐射等简化结构。B类供电 区域双环网结构仅在上级电源点不足时采用。 8.2.3D、E类供电区域采用单链、单环网结构时，若接入变电站数量超过2个，可采取局部加强措 施。

Q/GDW107382020

8.2.4110～35kV变电站高压侧电气主接线有桥式、线变组、环入环出、单母线（分段）接线等，示 意图参见附录C。高压侧电气主接线应尽量简化，宜采用桥式、线变组接线。考虑规划发展需求并经过 经济技术比较，也可采用其他形式。 8.2.5110kV和220kV变电站的35kV侧电气主接线主要采用单母线分段接线。 8.2.6110～35kV变电站10kV侧电气主接线一般采用单母线分段接线或单母线分段环形接线，可采 用n变n段、n变n+1段、2n分段接线。220kV变电站直接配出10kV线路时，其10kV侧电气主接线 参照执行。

共电区域中压配电网目标电网结构可参考表7确

中压配电网目标电网结松

3.3.2网格化规划区域的中压配电网应根据变电站位置、负荷分布情况，以供电网格为单位，开展目 标网架设计，并制定逐年过渡方案。 3.3.3中压架空线路主干线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段（一般分为3段，不宜超过5段） 并装设分段开关，且不应装设在变电站出口首端出线电杆上。重要或较大分支线路首端宜安装分支开关。 宜减少同杆（塔）共架线路数量，便于开展不停电作业。 3.3.4中压架空线路联络点的数量根据周边电源情况和线路负载大小确定，一般不超过3个联络点。 架空网具备条件时，宜在主十线路端进行联络。 8.3.5中压电缆线路宜采用环网结构，环网室（箱）、用户设备可通过环进环出方式接入主干网。 3.3.6中压开关站、环网室、配电室电气主接线宜采用单母线分段或独立单母线接线（不宜超过两个）， 环网箱宜采用单母线接线，箱式变电站、柱上变压器宜采用线变组接线，

4.1低压配电网以配电变压器或配电室的供电范围实行分区供电，一般采用辐射结构。 4.2低压配电线路可与中压配电线路同杆（塔）共架。 4.3低压支线接入方式可分为放射型和树于型，示意图参见附录E

9.1.1配电网设备的选择应遵循资产全寿命周期管理理念，坚持安全可靠、经济实用的原则，采用技 术成熟、少（免）维护、节能环保、具备可扩展功能、抗震性能好的设备，所选设备应通过入网检测。 .1.2配电网设备应根据供电区域类型差异化选配。在供电可靠性要求较高、环境条件恶劣（高海拔、 高寒、盐雾、污移严重等）及灾害多发的区域，宜适当提高设备配置标准。

9.1.3配电网设备应有较强的适应性。变压器容量、导线截面、开关遮断容量应留有合理裕度，保证 设备在负荷波动或转供时满足运行要求。变电站土建应一次建成，适应主变增容更换、扩建升压等需求： 线路导线截面宜根据规划的饱和负荷、目标网架一次选定；线路廊道（包括架空线路走廊和杆塔、电缆 线路的敷设通道）宜根据规划的回路数一步到位，避免大拆大建。 9.1.4配电网设备选型应实现标准化、序列化。同一市（县）规划区域中，变压器（高压主变、中压 配变）的容量和规格，以及线路（架空线、电缆）的导线截面和规格，应根据电网结构、负荷发展水平 与全寿命周期成本综合确定，并构成合理序列，同类设备物资一般不超过三种。 9.1.5配电线路优先选用架空方式，对于城市核心区及地方政府规划明确要求并给予政策支持的区域 可采用电缆方式。电缆的敷设方式应根据电压等级、最终数量、施工条件及投资等因素确定，主要包括 综合管廊、隧道、排管、沟槽、直理等敷设方式。 9.1.6配电设备设施宜预留适当接口，便于不停电作业设备快速接入；对于森林草原防火有特殊要求 的区域，配电线路宜采取防火隔离带、防火通道与电力线路走廊相结合的模式。 9.1.7配电网设备选型和配置应考虑智能化发展需求，提升状态感知能力、信息处理水平和应用灵活 程度。

9.2110~35kV变电站

9.2.1应综合考虑负荷密度、空间资源条件，以及上下级电网的协调和整体经济性等因素，确定变电 站的供电范围以及主变压器的容量和数量。为保证充裕的供电能力，除预留远期规划站址外，还可采取 预留主变容量（增容更换）、预留建设规模（增加变压器台数）、预留站外扩建或升压条件等方式，包 括所有预留措施后的主变压器最终规模不宜超过4台。对于负荷确定的供电区域，可适当采用小容量变

表8各类供电区域变电站最终规模与容量配置推荐表

Q/GDW107382020

9.2.2应根据负荷的空间分布及其发展阶段，合理安排供电区域内变电站建设时序。在规划区域发展 初期，应优先变电站布点，可采取小容量、少台数方式；快速发展期，应新建、扩建、改造、升压多措 并举；饱和期，应优先启用预留规模、扩建或升压改造，必要时启用预留站址。 9.2.3变电站的布置应因地制宜、紧凑合理，在保证供电设施安全经济运行、维护方便的前提下尽可 能节约用地，并为变电站附近区域供配电设施预留一定位置与空间。原则上，A+、A、B类供电区域可 采用户内或半户内站，根据情况可考虑采用紧凑型变电站；C、D、E类供电区域可采用半户内或户外 站，沿海或污移严重等对环境有特殊要求的地区可采用户内站。 9.2.4原则上不采用地下或半地下变电站型式，在站址选择确有困难的中心城市核心区或国家有特殊 要求的特定区域，在充分论证评估安全性的基础上，可新建地下或半地下变电站。 9.2.5应明确变电站供电范围，随着负荷的增长和新变电站站址的确定，应及时调整相关变电站的供 电范围。 9.2.6变压器应采用有载调压方式。

9.3110~35kV线路

9.3.1110～35kV线路导线截面的选取应符合下述要求： 线路导线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期选定； 线路导线截面应与电网结构、变压器容量和台数相匹配； C 线路导线截面应按照安全电流裕度选取，并以经济载荷范围校核。 9.3.2A+、A、B类供电区域110（66）kV架空线路截面不宜小于240mm，35kV架空线路截面不宜 小于150mm；C、D、E类供电区域110kV架空线路截面不宜小于150mm，66kV、35kV架空线路截 面不宜小于120mm2。 9.3.3110～35kV线路跨区供电时，导线截面宜按建设标准较高区域选取。 9.3.4110～35kV架空线路导线宜采用钢芯铝绞线及新型节能导线，沿海及有腐蚀性地区可选用防腐 型导线。 9.3.5110~35kV电缆线路宜选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，载流量应与该区域架空线路相匹配

9.410kV配电线路

.4.110kV配电网应有较强的适应性，主变容量与10kV出线间隔数量及线路导线截面的配合可参考 表9确定，并符合下列规定： a）中压架空线路通常为铝芯，沿海高盐雾地区可采用铜绞线，A+、A、B、C类供电区域的中压 架空线路宜采用架空绝缘线。 6 表9中推荐的电缆线路为铜芯，也可采用相同载流量的铝芯电缆。沿海或污移严重地区，可选 用电缆线路。 35kV/10kV配电化变电站10kV出线宜为2~4回

表9主变容量与10kV出线间隔及线路导线截面配合推荐表

Q/GDW107382020

9.4.2在树线矛盾隐患突出、人身触电风险较大的路段，10kV架空线路应采用绝缘线或加装绝缘护套。 9.4.310kV线路供电距离应满足末端电压质量的要求。在缺少电源站点的地区，当10kV架空线路过 长，电压质量不能满足要求时，可在线路适当位置加装线路调压器，

9.510kV配电变压器

9.5.1配电变压器容量宜综合供电安全性、规划计算负荷、最大负荷利用小时数等因素选定，具体选 择方式可参照DL/T985。

a）10kV柱上变压器应按“小容量、密布点、短半径”的原则配置，宜靠近负荷中心。 b 宜选用三相柱上变压器，其绕组联结组别宜选用Dyn11，且三相均衡接入负荷。对于居民分散 居住、单相负荷为主的农村地区可选用单相变压器。 不同类型供电区域的10kV柱上变压器容量可参考表10确定。在低电压问题突出的E类供电区 域，亦可采用35kV配电化建设模式，35kV/0.38kV配电变压器单台容量不宜超过630kVA。

表1010kV柱上变压器容量推荐表

配电室一般配置双路电源，10kV侧一般采用环网开关，220/380V侧为单母线分段接线。变压器 绕组联结组别应采用Dyn11，单台容量不宜超过800kVA，宜三相均衡接入负荷。 6） 配电室一般独立建设。受条件所限必须进楼时，可设置在地下一层，但不应设置在最底层。变 压器宜选用干式（非独立式或者建筑物地下配电室应选用干式变压器），采取屏蔽、减振、降 噪、防潮措施，并满足防火、防水和防小动物等要求。易涝区域配电室不应设置在地下。 9.5.410kV箱式变电站仅限用于配电室建设改造困难的情况，如架空线路入地改造地区、配电室无法 扩容改造的场所，以及施工用电、临时用电等，一般配置单台变压器，变压器绕组联结组别应采用 Dyn11，容量不宜超过630kVA。

9.610kV配电开关

9.6.1柱上开关的配置应符合下列规定：

a 一般采用柱上负荷开关作为线路分段、联络开关。长线路后段（超出变电站过流保护范围 大分支线路首端、用户分界点处可采用柱上断路器，并上传动作信号。 b) 规划实施配电自动化的地区，所选用的开关应满足自动化改造要求，并预留自动化接口。

Q/GDW107382020

9.6.2开关站的配置应符合下列规定：

9.7.1220/380V配电网应有较强的适应性，主干线截面应按远期规划一次选定。各类供电区域 220/380V主干线路导线截面可参考表11确定，

9.7.1220/380V配电网应有较强的适应性，主干线截面应按远期规划一次选定。各类供电区域

220/380V线路导线截

注1：表中推荐的架空线路为铝芯，电缆线路为铜芯。

注1：表中推荐的架空线路为铝芯，电缆线路为铜芯。

9.7.2新建架空线路应采用绝缘导线，对环境与安全有特殊需求的地区可选用电缆线路。对原有裸导 线线路，应加大绝缘化改造力度。 9.7.3220/380V电缆可采用排管、沟槽、直埋等敷设方式。穿越道路时，应采用抗压力保护管。 9.7.4220/380V线路应有明确的供电范围，供电距离应满足末端电压质量的要求。 9.7.5一般区域220/380V架空线路可采用耐候铝芯交联聚乙烯绝缘导线，沿海及严重化工污移区域可 采用耐候铜芯交联聚乙烯绝缘导线，在大跨越和其它受力不能满足要求的线段可选用钢芯铝绞线，

9.8.1低压并关柜母线规格宜按终期变压器容量配置选用，一次到位，按功能分为 馈线柜、无功补偿柜等。

8.1低压并关柜母线规格宜按终期变压器容量配置选用，一次到位，按功能分为进线柜、母联 线柜、无功补偿柜等。 8.2低压电缆分支箱结构宜采用元件模块拼装、框架组装结构，母线及馈出均绝缘封闭。 8.3综合配电箱型号应与配变容量和低压系统接地方式相适应装修CAD图纸，满足一定的负荷发展需求，

10.1.1配电网智能化应采用先进的信息、通信、控制技术，支撑配电网状态感知、自动控制、智能应 用，满足电网运行、客户服务、企业运营、新兴业务的需求。 10.1.2配电网智能化应适应能源互联网发展方向，以实际需求为导向，差异化部署智能终端感知电网 多元信息，灵活采用多种通信方式满足信息传输可靠性和实时性，依托统一的企业中台和物联管理平台 实现数据融合、开放共享。 10.1.3配电网智能化应遵循标准化设计原则，采用标准化信息模型与接口规范，落实公司信息化统 架构设计、安全防护总体要求。 10.1.4配电网智能化应采用差异化建设策略，以不同供电区域供电可靠性、多元主体接入等实际需求

10.2配电网智能终端

0.2.1配电网智能终端应以状态感知、即插即用、资源共享、安全可靠、智能高效为发展方向，统一 冬端标准，支持数据源端唯一、边缘处理。 0.2.2配电网智能终端应按照差异化原则逐步覆盖配电站室、配电线路、分布式电源及电动汽车充电 进等配用电设备，采集配电网设备运行状态、电能计量、环境监测等各类数据。 0.2.3110～35kV变电站应按照GB50059、GB/T51072的要求配置电气量、设备状态监测、环境监 则等智能终端。 0.2.4110～35kV架空线路在重要跨越、自然灾害频发、运维困难的区段，可配置运行环境监测智能 冬端。 0.2.5配电自动化终端宜按照监控对象分为站所终端（DTU）、馈线终端（FTU）、故障指示器等， 实现“三遥”、“二遥”等功能。配电自动化终端配置原则应满足DL/T5542、DL/T5729要求管道标准规范范本，宜接 各类供电区域配电自动化终端的配置方式见表12。

表12配电自动化终端配置方式

10.2.6在具备条件的区域探索低压配电网智能化，公用配变台区可配置能够监测低压配电网的智能终 10.2.7智能电表作为用户电能计量的智能终端，宜具备停电信息主动上送功能，可具备电能质量监测 功能。 10.2.8接入10kV及以上电压等级的分布式电源、储能设施、电动汽车充换电设施的信息采集应遵循 GB/T33593、GB/T36547、GB50966标准，并将相关信息上送至相应业务系统